WO2013064209A2 - Verfahren, recheneinheit und einrichtung zur überwachung eines antriebsstrangs - Google Patents

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WO2013064209A2
WO2013064209A2 PCT/EP2012/004293 EP2012004293W WO2013064209A2 WO 2013064209 A2 WO2013064209 A2 WO 2013064209A2 EP 2012004293 W EP2012004293 W EP 2012004293W WO 2013064209 A2 WO2013064209 A2 WO 2013064209A2
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damage
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acceleration sensor
monitoring
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Daniel Brenner
Dirk SCHOLLBACH
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Robert Bosch Gmbh
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    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Definitions

  • the present invention relates to a method for monitoring a state of a drive train, in particular a wind turbine, a computing unit for its implementation and a correspondingly configured monitoring device.
  • WTG wind turbines
  • condition-based maintenance is often provided in wind turbines, which takes place, for example, on the basis of vibration-based state monitoring (condition monitoring, CM) of rotor blades in corresponding condition monitoring systems or systems (Condition Monitoring Systems, CMS).
  • condition monitoring condition monitoring
  • CMS Condition Monitoring Systems
  • Condition messages are evaluated in certified diagnostic centers, often by specially trained personnel.
  • CMS By using CMS, errors can be detected at an early stage, avoid unplanned shutdowns and reduce costs for spare parts storage, repair and production losses. Overall, CMS increases availability and production stability. For monitoring the drive train of wind turbines whose components are often associated with individual sensors, such as structure-borne sound sensors or vibration sensors, which are evaluated for condition monitoring of the components accordingly.
  • the invention proposes a method for monitoring a state of a drive train of a wind turbine, which has at least one arranged on at least one rotating component of the wind turbine acceleration sensor, a corresponding monitoring device and a corresponding computing unit with the features of the independent claims.
  • Preferred embodiments are subject of the dependent claims and the following description.
  • acceleration sensor is also understood to mean the structure-borne noise and vibration sensors mentioned.
  • the present invention is based on the surprising finding that damage to a rotating drive train, in particular a wind turbine, can be detected very well using an acceleration sensor which is arranged at a greater distance from a rotational axis of the drive train on a component co-rotating with an element of the drive train ,
  • the rotating element provides e.g. the main shaft of the drive train
  • the mechanically connected component is e.g. around a rotor blade.
  • the distance can be z. B. at least 1, 2, 4, 6, 8 or 10 meters and / or at most 10, 20, 30, 40, 50 or 100 meters.
  • a monitoring can be carried out in particular at least one rotational speed of a rotor of the wind turbine by a temporal detection of the corresponding sensor signal and an examination of the signal for interference frequencies out.
  • the detected interference frequencies can be assigned to specific damage in the drive train of the wind turbine.
  • a "drive train” is understood to mean, in particular, a rotor shaft with a bearing associated therewith, an optionally associated gear and a corresponding generator.
  • the sensors which are usually used to detect vibrations of a rotor blade to derive from the vibrations load conditions and possibly damage, also to analyze vibrations and shocks from the drive train.
  • defects, bearing damage and / or increased wear can be detected
  • the spectra usually determined in rotor blade monitoring also contain excitations and thus corresponding frequencies originating from the drive train of the system. It was found that the powertrain frequencies detected in the rotor blade are significantly better resolved than those measured directly with corresponding sensors on the drive train.
  • the corresponding sensors do not necessarily have to be arranged exclusively on or in the rotor blades of a corresponding wind turbine. In certain applications, it may also prove advantageous to use other sensors or sensor arrangements, generally those which are provided on at least one rotating component of the wind turbine.
  • the acceleration sensors to be used may comprise horizontal, tangential and / or radial acceleration sensors, in particular those sensors which are arranged at a radial distance, for example of ten meters or more, on a rotating shaft. Due to the principle, monitoring in the measuring direction is best suited tangentially to the rotor. However, all movements can be detected which have at least one tangential component
  • the measures according to the invention are therefore particularly suitable for monitoring conventional drive train monitoring by means of sensors on or on components of the drive train, e.g. saving a generator gearbox, thereby enabling simpler, cheaper and more reliable monitoring of a powertrain that manages with significantly fewer sensors. Accordingly, a WEA becomes cheaper to maintain and enables easier and more reliable operation. Sensors spaced apart from an axis allow a much better spectral resolution.
  • a major disadvantage that occurs in conventional methods for powertrain monitoring, is that in particular planetary and planetary bearing damage can be detected with conventional systems only with severe damage. In contrast, the present invention also allows a simple, timely and reliable determination of such damage.
  • the present invention thus allows a more early damage detection and requires only a measuring system.
  • damage detection at planetary gear stages of a corresponding wind turbine is possible.
  • the present invention makes use of the fact that damage to machine elements, which induce a torsional vibration, by or on a corresponding shaft or arranged acceleration sensors can be detected very early and already at a low level of damage.
  • the present invention makes it possible, by means of the transmission kinematics and at a known speed, to extract from the rotor blade vibration data inter alia tooth engagement frequencies and rotational frequencies of the transmission.
  • the timewise trend of the respective amplitudes can provide information about the state of the respective transmission.
  • capacitive acceleration sensors it is particularly advantageous to use capacitive acceleration sensors in the context of the present invention.
  • capacitive sensors With such capacitive sensors, a determination of a lower limit frequency of 0 Hz is possible, which can also monitor slowly rotating components safely and reliably. In the case of such sensors, it makes sense to extend the frequency range upwards in the sense of improved monitoring of rapidly rotating components.
  • Corresponding sensors therefore allow for improved monitoring compared to commonly used piezo acceleration sensors in which only one frequency range, e.g. between about 0.1 Hz and 500 Hz can be evaluated.
  • a significant advantage of the present invention resides in the fact that the acceleration sensors are arranged in rotor blades generally over ten meters from the axis of rotation.
  • the lever arm provided in this way allows even slight torsional vibrations to be detected. Accordingly, rotational irregularities, which are caused by gear damage and / or bearing damage, can be measured and recognized at an early stage.
  • commercially available blade monitoring devices can be used for rotor blade monitoring and thus also for powertrain monitoring according to the invention, which have, for example, two-axis acceleration sensors in each rotor blade, which are positioned at a distance of about one third of the blade length to the blade root.
  • a corresponding sensor measures the acceleration tangential to the rotor rotation and the acceleration in the direction parallel to the rotor axis (tangential and axial acceleration). Due to the great distance of the acceleration sensors from the axis of rotation, the vibration is amplified on the drive shaft by a lever effect, so that, as already mentioned, very small torsional vibrations of the main shaft of the drive train can be detected.
  • the method proposed according to the invention thus has a much greater detection quality than conventional monitoring methods.
  • Gear stages generate a torsional vibration which is superimposed on the shaft rotation by changing the number of teeth in meshing engagement and the associated change in rigidity.
  • This torsional vibration corresponds to a tangential acceleration.
  • the tangential acceleration is superimposed with an axial acceleration. Due to the positive connection of the elements in gear drives the torsional vibration is transmitted to all waves with the appropriate translation.
  • the evaluation of corresponding frequencies in the context of the present invention takes place in the form of frequency spectra which are generated, for example, from acceleration data of corresponding sensors by means of Fourier transformation.
  • the frequency spectrums can also be generated differently, e.g. using cosine transform, wavelet transform, or ARR (AutoRegressive-Moving Average) spectral estimator.
  • An arithmetic unit according to the invention e.g. A corresponding monitoring device is, in particular in terms of programming, configured to carry out a method according to the invention.
  • Suitable data carriers for providing the computer program are, in particular, floppy disks, hard disks, flash memories, EEPROMs, CD-ROMs, DVDs and the like. It is also possible to download a program via computer networks (Internet, intranet, etc.). Further advantages and embodiments of the invention will become apparent from the description and the accompanying drawings.
  • FIG. 1 shows a wind energy plant which can be monitored by means of a method according to an embodiment of the invention.
  • FIG. 2 shows a frequency spectrum of an acceleration sensor according to a particularly preferred embodiment of the invention at a first rotational speed. shows a frequency spectrum of an acceleration sensor according to a particularly preferred embodiment of the invention at a second speed.
  • FIG. 4 shows a signal of a hub sensor in the form of a frequency spectrum according to the prior art.
  • FIG. 1 shows a longitudinal sectional view of a part of a wind energy plant which can be monitored by means of a method according to a particularly preferred embodiment of the invention.
  • the wind turbine is designated at 100, her drive train with 10.
  • the drive train 10 shown is composed essentially of a main shaft 1, on which a rotor 20 is mounted, a gearbox 2 and a generator shaft 3 together.
  • the transmission 2 may be, for example, a three-stage transmission commonly used in wind turbines.
  • the invention can also be used in gearless wind turbines.
  • the main shaft 1 is non-positively connected to the rotor 20, for example a rotary vane rotor.
  • the generator shaft 3 may be connected via a coupling 30 to a generator 40.
  • the main shaft 1, the transmission 2, the generator shaft 3 and the generator 40 are supported by appropriate means, enclosed in a housing 50 ("nacelle") and mounted on a tower 60.
  • nacelle housing 50
  • two partially illustrated rotor blades 21 are mounted on the rotor 20.
  • rotors 20 commonly used in wind turbines have three rotor blades 21.
  • the rotor blades 21 of the rotor 20 have acceleration sensors 71, which are arranged, for example, at a distance of one third of their length to a rotor hub or axis 25.
  • the acceleration sensors 71 are connected as part of an evaluation system 70 with lines 72 (also eg radio links) to an evaluation device 73, which evaluates signals of the acceleration sensors 71 and for this purpose can have a computing unit, not shown.
  • the evaluation system 70 is typically disposed in the housing 50.
  • FIG. 2 shows spectra which can be obtained by an evaluation of acceleration sensor signals from acceleration sensors, for example the acceleration sensors 71 of FIG.
  • the corresponding acceleration signals were recorded in time and converted into a frequency spectrum, for example by Fourier transformation.
  • the frequency spectra are given in a frequency in Hz on the x-axis and an amplitude on the left (A) and the right (B) y-axes.
  • the frequency spectra of Figure 2 were taken at a rotor speed of a wind turbine of 0.18 Hz.
  • A amplitude plotted on the left y-axis
  • Spectrum B amplitude plotted on the right y-axis
  • the main gearbox proved to be partially defective in this case.
  • spectrum A in contrast to spectrum B, which corresponds to the repaired state, clearly a fundamental frequency at 31, 3 Hz and a second harmonic at 94 Hz and, less pronounced, a first, third and fourth harmonic frequency can be seen.
  • spectrum B which corresponds to the repaired state
  • FIG. 2 analogously to FIG. 1, a corresponding frequency spectra are shown before and after a repair and are likewise denoted by 20. Again, the spectrum before repair with A and B after the repair is designated. The spectra were recorded at a rotor speed of 0.238 Hz. Before the repair, the fundamental frequency is 42.1 Hz and the second upper frequency is 126.3 Hz. These frequencies are strongly excited. The first and third harmonic frequencies of an outer ring rollover frequency are also visible, but less strongly excited.
  • a corresponding used generator-side bearing of the slowly rotating gear shaft has in the corresponding wind turbine at a rotor speed of 0.1779 Hz ( Figure 2) a rollover frequency for damage to the outer ring of 31, 4 Hz.
  • the outer ring rollover frequency is 42.1 Hz. This is clearly recognizable on the basis of the illustrated frequency evaluation. Intact rolling bearings generate no shock pulses during operation and are therefore not visible in the spectrum. The detection of the damage rollover frequencies clearly indicates in the illustrated spectrum damage to the corresponding machine element. These damage frequencies were detected at different rotational speeds - as can be seen from FIGS. 2 and 3 - at different frequency values, thereby precluding superposition with structural frequencies. Structure frequencies, such as natural oscillations of the rotor blades, do not change significantly with speed change.
  • kinematic frequencies can be derived, which are used to mood the type of damage to bearings.
  • the pitch circle diameter, the rolling element diameter, the operating pressure angle, the rotation frequency and the number of rolling elements e.g. the cage rotation frequency with a fixed outer ring, the cage rotation frequency at a fixed inner ring, the rollover frequency of an irregularity on the outer ring, the rollover frequency of an irregularity on the inner ring, the WälzSystemrotationsfrequenz and / or the rollover frequency of rolling element irregularity on both Wälzbahnen calculate.
  • a slippage of the rolling element set which - depending on the design and use of the bearing and load conditions - can assume considerable values, leads to a deviation between the kinematic determinable and the actual measured frequency, which can be compensated by specifying a tolerance limit.
  • FIGS. 2 and 3 show an evaluation based on the frequency.
  • a measurement cycle of e.g. With variable-speed wind turbines a speed variance occurs in 80 seconds, which leads to a broadening of corresponding frequency peaks. Therefore, it is proposed to perform a corresponding analysis based on the order and to divide the measured frequency by the respective present speed. For this purpose, a knowledge of the speed at each time of the measurement is required, including a high-resolution speed measurement can be used. It was found that a measurement with one pulse per revolution on the fast shaft of the generator is sufficient for this purpose.
  • Figure 4 shows a signal of a hub sensor in the axial direction of a shaft according to the prior art. As can be seen, no peak is detected in any of the frequencies excited by the transmission. Thus, neither the meshing frequency nor a harmonic frequency the defective rolling bearing can be detected in the prior art. The invention, however, allows a safe and reliable measurement of such damage.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Überwachung eines Zustande eines Antriebsstrangs, insbesondere einer Windenergieanlage, der wenigstens eine mechanisch mit einem rotierenden Element des Antriebsstrangs verbundene Komponente aufweist, auf der in einem Abstand zu einer Rotationsachse des Antriebsstrangs wenigstens ein Beschleunigungssensor angeordnet ist, der in dem Abstand um die Rotationsachse des Antriebsstrangs umläuft, wobei ein Signal des wenigstens einen Beschleunigungssensors der wenigstens einen Komponente bei wenigstens einer Drehzahl des rotierenden Elements zeitlich erfasst und auf Störfrequenzen hin untersucht wird, die Schäden in dem Antriebsstrang entsprechen.

Description

Verfahren, Recheneinheit und Einrichtung zur Überwachung eines Antriebsstrangs
Beschreibung
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Überwachung eines Zustands eines Antriebsstrangs, insbesondere einer Windenergieanlage, eine Recheneinheit zu dessen Durchführung und eine entsprechend eingerichtete Überwachungseinrichtung. Stand der Technik
Ein möglichst unterbrechungsfreier Betrieb von Windenergieanlagen (WEA) ist eine wesentliche Voraussetzung für ihre Wirtschaftlichkeit. Insbesondere ungeplante Betriebsunterbrechungen aufgrund von Schäden am Antriebsstrang oder an den Rotorblättern generieren beträchtliche Reparaturkosten und führen häufig zu Versicherungsfällen.
Zur Vermeidung derartiger Nachteile ist bei WEA häufig eine sogenannte zustandsonentierte Instandhaltung vorgesehen, die beispielsweise auf Basis einer schwingungsbasierten Zu- standsüberwachung (Condition Monitoring, CM) von Rotorblättern in entsprechenden Zu- Standsüberwachungseinrichtungen bzw. -Systemen (Condition Monitoring Systems, CMS) erfolgt. Durch derartige Maßnahmen lassen sich z.B. beginnende Schäden in Rotorblättern frühzeitig erkennen. CMS sind häufig zur Ferndiagnose eingerichtet, wobei die
Zustandmeldungen in zertifizierten Diagnosezentren, häufig durch speziell geschultes Personal, ausgewertet werden.
Durch den Einsatz von CMS lassen sich Fehler frühzeitig erkennen, ungeplante Stillstände vermeiden und Kosten für Reserveteilbevorratung, Instandsetzung und Produktionsausfälle verringern. Insgesamt erhöht sich durch CMS die Verfügbarkeit und Produktionsstabilität. Zur Überwachung des Antriebsstrangs von Windenergieanlagen sind dessen Komponenten häufig individuelle Sensoren zugeordnet, beispielsweise Körperschallsensoren bzw. Schwingungssensoren, die zur Zustandsüberwachung der Komponenten entsprechend ausgewertet werden.
Herkömmlicherweise verwendete Sensoranordnungen zur Antriebsstrangüberwachung erweisen sich jedoch häufig als aufwendig und unzuverlässig. Es besteht daher der Bedarf nach einer kostengünstigeren, zuverlässigen Vorhersage und/oder Erkennung von Antriebsstrangschäden.
Offenbarung der Erfindung
Vor diesem Hintergrund schlägt die Erfindung ein Verfahren zur Überwachung eines Zustands eines Antriebsstrangs einer Windenergieanlage, die wenigstens einen auf zumindest einer rotierenden Komponente der Windenergieanlage angeordneten Beschleunigungssensor aufweist, eine entsprechende Überwachungseinrichtung sowie eine entsprechende Recheneinheit mit den Merkmalen der unabhängigen Patentansprüche vor. Bevorzugte Ausgestaltungen sind Gegenstand der Unteransprüche sowie der nachfolgenden Beschreibung.
Unter "Beschleunigungssensor" werden im Sinne der Erfindung auch die genannten Körperschall- und Schwingungssensoren verstanden.
Vorteile der Erfindung
In der DE 100 65 314 B4 und der WO 2006/012827 A1 wird zur Überwachung des Zustands von Rotorblättern einer WEA vorgeschlagen, mittels eines oder mehrerer am Rotorblatt angeordneter Sensoren einen Körperschall zu messen, aus entsprechenden Signalen in einer Auswerteeinheit mittels geeigneter Verfahren ein Frequenzspektrum zu ermitteln, das Fre- quenzspektrum mit in der Auswerteeinheit hinterlegten, definierten Schadens- und Sonderzuständen entsprechenden Referenzspektren zu vergleichen und hieraus den Zustand des Rotorblatts zu ermitteln. Hierdurch sollen sich unter anderem entstehende örtliche innere und äußere Schädigungen und Schädigungen verursachende Sonderzustände der Rotorblätter, beispielsweise außerordentliche Belastungssituationen, frühzeitig erkennen und be- werten lassen, um vorzugsweise automatisiert Einfluss auf den Betrieb der Anlage nehmen zu können.
Der vorliegenden Erfindung liegt die überraschende Erkenntnis zugrunde, dass Schäden eines rotierenden Antriebsstrangs, insbesondere einer Windenergieanlage, sehr gut unter Verwendung eines Beschleunigungssensors erkannt werden können, der in einem größeren Abstand zu einer Rotationsachse des Antriebsstrangs an einer mit einem Element des Antriebsstrangs mitrotierenden Komponente angeordnet ist. Bei einer Windenergieanlage stellt das rotierende Element z.B. die Hauptwelle des Antriebsstrangs dar, bei der mechanisch hiermit verbundenen Komponente handelt es sich z.B. um ein Rotorblatt. Der Abstand kann dabei z. B. zumindest 1 , 2, 4, 6, 8 oder 10 Meter und/oder höchstens 10, 20, 30, 40, 50 oder 100 Meter betragen.
Eine Überwachung kann insbesondere bei wenigstens einer Drehzahl eines Rotors der Windenergieanlage durch eine zeitliche Erfassung des entsprechenden Sensorsignals und eine Untersuchung des Signals auf Störfrequenzen hin erfolgen. Die erkannten Störfrequenzen können bestimmten Schäden in dem Antriebsstrang der Windenergieanlage zugeordnet werden. Wie auch unten im Zusammenhang mit Figur 1 näher erläutert, sei im Rahmen dieser Erfindung unter einem "Antriebsstrang" insbesondere eine Rotorwelle mit einer dieser zugeordneten Lagerung, einem gegebenenfalls zugehörigen Getriebe und einem entsprechenden Generator verstanden. Erfindungsgemäß wird z.B. vorgeschlagen, die Sensoren, die üblicherweise zur Erkennung von Schwingungen eines Rotorblatts verwendet werden, um aus den Schwingungen Lastzustände und gegebenenfalls Schäden abzuleiten, auch zur Analyse von Schwingungen und Stößen aus dem Antriebsstrang zu nutzen. Hierdurch können unter anderem Defekte, Lagerschäden und/oder ein erhöhter Verschleiß festgestellt werden
Erfindungsgemäß wurde erkannt, dass die bei der Rotorblattüberwachung üblicherweise bestimmten Spektren auch Anregungen und damit entsprechende Frequenzen enthalten, die aus dem Antriebsstrang der Anlage stammen. Es konnte festgestellt werden, dass die im Rotorblatt detektierten Antriebsstrangfrequenzen bedeutend besser aufgelöst sind als die direkt mit entsprechenden Sensoren am Antriebsstrang gemessenen Frequenzen. Die entsprechenden Sensoren müssen jedoch nicht notwendigerweise ausschließlich auf bzw. in den Rotorblättern einer entsprechenden Windenergieanlage angeordnet sein. In bestimmten Anwendungsfällen kann es sich auch als vorteilhaft erweisen, andere Sensoren bzw. Sensoranordnungen, allgemein solche, die auf zumindest einer rotierenden Komponen- te der Windenergieanlage vorgesehen sind, zu verwenden. Die zu verwendenden Beschleunigungssensoren können Horizontal-, Tangential- und/oder Radialbeschleunigungssensoren umfassen, insbesondere solche Sensoren, die in einem radialen Abstand, z.B. von zehn Metern oder mehr, auf einer drehenden Welle angeordnet sind. Prinzipbedingt eignet sich die Überwachung in Messrichtung tangential zum Rotor am Besten. Jedoch können sämtli- che Bewegungen erfasst werden, die zumindest eine tangentiale Komponente aufweisen
Die erfindungsgemäßen Maßnahmen eigenen sich daher in besonderer Weise dafür, eine herkömmliche Antriebsstrangüberwachung mittels Sensoren auf bzw. an Komponenten des Antriebsstrangs, z.B. einem Generatorgetriebe, einzusparen, und ermöglichen hierdurch eine einfachere, kostengünstigere und zuverlässigere Überwachung eines Antriebsstrangs, die mit bedeutend weniger Sensoren auskommt. Entsprechend wird eine WEA in ihrer Wartung kostengünstiger und ermöglicht einen einfacheren und zuverlässigeren Betrieb. Von einer Achse beabstandete Sensoren ermöglichen eine deutlich bessere spektrale Auflösung. Ein wesentlicher Nachteil, der bei herkömmlichen Verfahren zur Antriebsstrangüberwachung auftritt, ist jener, dass insbesondere Planetenrad- und Planetenlagerschäden mit herkömmlichen Systemen erst bei starker Schädigung zu detektieren sind. Im Gegensatz dazu ermöglicht die vorliegende Erfindung auch eine einfache, frühzeitige und zuverlässige Bestimmung derartiger Schäden.
Insgesamt erlaubt die vorliegende Erfindung damit eine frühzeitigere Schadensdetektion und erfordert lediglich ein Messsystem. Insbesondere ist, wie erwähnt, eine Schadensdetektion an Planetengetriebestufen einer entsprechenden Windenergieanlage möglich. Nachfolgend werden weitere Aspekte der erfindungsgemäß vorgeschlagenen Maßnahmen nochmals zusammengefasst und erläutert.
Die vorliegende Erfindung nutzt aus, dass sich Schäden an Maschinenelementen, welche eine Drehschwingung induzieren, durch auf einer entsprechenden Welle befindliche bzw. angeordnete Beschleunigungssensoren sehr frühzeitig und bereits bei geringem Schädi- gungsumfang detektieren lassen. Die vorliegende Erfindung ermöglicht es, mittels der Getriebekinematik und bei bekannter Drehzahl aus den Rotorblattschwingungsdaten unter anderem Zahneingriffsfrequenzen und Drehfrequenzen des Getriebes zu extrahieren. Der zeit- liehe Trendverlauf der jeweiligen Amplituden kann eine Auskunft über den Zustand des jeweiligen Getriebes geben.
Besonders vorteilhaft ist es, im Rahmen der vorliegenden Erfindung kapazitive Beschleunigungssensoren zu verwenden. Mit derartigen kapazitiven Sensoren ist eine Bestimmung einer unteren Grenzfrequenz von 0 Hz möglich, wodurch sich auch langsam drehende Komponenten sicher und zuverlässig überwachen lassen. Bei derartigen Sensoren bietet es sich an, im Sinne einer verbesserten Überwachung schnell drehender Komponenten den Frequenzbereich nach oben zu erweitern. Entsprechende Sensoren ermöglichen daher eine verbesserte Überwachung verglichen mit üblicherweise verbauten Piezo- Beschleunigungssensoren, bei welchen nur ein Frequenzbereich z.B. zwischen ca. 0,1 Hz und 500 Hz auswertbar ist.
Ein wesentlicher Vorteil der vorliegenden Erfindung beruht darauf, dass die Beschleunigungssensoren in Rotorblättern im Allgemeinen über zehn Meter von der Drehachse entfernt angeordnet sind. Durch den hierdurch vorliegenden Hebelarm können schon geringe Drehschwingungen detektiert werden. Entsprechend lassen sich Drehunförmigkeiten, die durch Getriebeschäden und/oder Lagerschäden hervorgerufen werden, frühzeitig messen und erkennen. Vorteilhafterweise können zur Rotorblattüberwachung und damit auch zur erfindungsgemäßen Antriebsstrangüberwachung kommerziell erhältliche Blattüberwachungseinrichtungen verwendet werden, die beispielsweise zweiachsige Beschleunigungssensoren in jedem Rotorblatt aufweisen, die im Abstand von ca. einem Drittel der Blattlänge zur Blattwurzel positioniert sind. In Arbeitsstellung misst ein entsprechender Sensor die Beschleunigung tangen- tial zur Rotordrehung sowie die Beschleunigung in Richtung parallel zur Rotorachse (Tangential- und Axialbeschleunigung). Durch die große Entfernung der Beschleunigungssensoren von der Drehachse wird die Schwingung auf die Antriebswelle durch einen Hebeleffekt verstärkt, so dass, wie erwähnt, schon sehr kleine Drehschwingungen der Hauptwelle des Antriebsstrangs detektiert werden können. Das erfindungsgemäß vorgeschlagene Verfahren weist somit eine erheblich größere Detektionsgüte auf als herkömmliche Überwachungsverfahren.
Zahnradstufen erzeugen durch wechselnde Anzahl von Zähnen im Zahneingriff und die da- mit verbundene Veränderung der Steifigkeit eine Drehschwingung, welche der Wellendrehung überlagert ist. Diese Drehschwingung entspricht einer Tangentialbeschleunigung. Bei schräg verzahnten Stirnradstufen ist der Tangentialbeschleunigung eine Axialbeschleunigung überlagert. Aufgrund der formschlüssigen Verbindung der Elemente in Zahnradgetrieben wird die Drehschwingung auf sämtliche Wellen mit der entsprechenden Übersetzung übertragen.
Neben Zahnradschäden lassen sich mittels der erfindungsgemäß vorgeschlagene Maßnahmen vorteilhafterweise auch Schäden an anderen Maschinenelementen, wie z.B. Wälzlagern, nachweisen. Ermüdungsschäden an Wälzlagern erzeugen durch die veränderte tra- gende Oberfläche und damit die veränderte Steifigkeit im Wälzvorgang gleichfalls eine Drehschwingung.
Vorteilhafterweise erfolgt die Auswertung entsprechender Frequenzen im Rahmen der vorliegenden Erfindung in Form von Frequenzspektren, die beispielsweise aus Beschleuni- gungsdaten entsprechender Sensoren mittels Fouriertransformation erzeugt werden. Die Frequenzspektren können auch anders erzeugt werden, z.B. mittels Kosinustransformation, Wavelet-Transformation oder ARMA-(AutoRegressive-Moving Average) Spektralschätzer.
Ein weiterer Vorteil ergibt sich, wenn die Frequenzspektren abhängig von der momentanen, d.h. zu einem jeweiligen Messzeitpunkt ermittelten, Drehzahl des Rotors der Windenergieanlage in Beziehung gesetzt und entsprechend Ordnungsspektren generiert werden. Damit wird ein negativer Einfluss von Drehzahländerungen auf die Messung reduziert.
Zur Identifikation der Schwingungsursachen werden vorteilhafterweise kinematische Daten des Antriebsstrangs herangezogen. Beispielsweise auf Grundlage von Zähnezahlen und einer Wälzlagergeometrie lassen sich die Übersetzungen und Überrollverhältnisse und, hieraus resultierend, die Schadensfrequenzen inklusive ihrer Seitenbänder und Harmonischen, d.h. der Oberwellen, berechnen. Die zuvor erläuterten Vorteile betreffen das erfindungsgemäße Verfahren, die erfindungsgemäße Überwachungseinrichtung und die entsprechende Recheneinheit in gleicher Weise.
Eine erfindungsgemäße Recheneinheit, z.B. einer entsprechenden Überwachungseinrich- tung, ist, insbesondere programmtechnisch, dazu eingerichtet, ein erfindungsgemäßes Verfahren durchzuführen.
Auch die Implementierung der Erfindung in Form von Software ist vorteilhaft, da dies besonders geringe Kosten ermöglicht, insbesondere wenn eine ausführende Recheneinheit noch für weitere Aufgaben genutzt wird und daher ohnehin vorhanden ist. Geeignete Datenträger zur Bereitstellung des Computerprogramms sind insbesondere Disketten, Festplatten, Flash- Speicher, EEPROMs, CD-ROMs, DVDs u.a.m. Auch ein Download eines Programms über Computernetze (Internet, Intranet usw.) ist möglich. Weitere Vorteile und Ausgestaltungen der Erfindung ergeben sich aus der Beschreibung und der beiliegenden Zeichnung.
Es versteht sich, dass die vorstehend genannten und die nachfolgend noch zu erläuternden Merkmale nicht nur in der jeweils angegebenen Kombination, sondern auch in anderen Kombinationen oder in Alleinstellung verwendbar sind, ohne den Rahmen der vorliegenden Erfindung zu verlassen.
Die Erfindung ist anhand eines Ausführungsbeispiels in der Zeichnung schematisch dargestellt und wird im Folgenden unter Bezugnahme auf die Zeichnung ausführlich beschrieben.
Figurenbeschreibung
Figur 1 zeigt eine Windenergieanlage, die mittels eines Verfahrens entsprechend einer Ausführungsform der Erfindung überwacht werden kann.
Figur 2 zeigt ein Frequenzspektrum eines Beschleunigungssensors gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform der Erfindung bei einer ersten Drehzahl. zeigt ein Frequenzspektrum eines Beschleunigungssensors gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform der Erfindung bei einer zweiten Drehzahl. Figur 4 zeigt ein Signal eines Nabensensors in Form eines Frequenzspektrums gemäß dem Stand der Technik.
In Figur 1 ist eine Längsschnittansicht eines Teils einer Windenergieanlage dargestellt, die mittels eines Verfahrens gemäß einer besonders bevorzugen Ausführungsform der Erfin- dung überwacht werden kann. Die Windenergieanlage ist insgesamt mit 100, ihr Antriebsstrang mit 10 bezeichnet.
Der gezeigte Antriebsstrang 10 setzt sich im Wesentlichen aus einer Hauptwelle 1 , an der ein Rotor 20 angebracht ist, einem Getriebe 2 sowie einer Generatorwelle 3 zusammen. Bei dem Getriebe 2 kann es sich beispielsweise um ein üblicherweise in Windenergieanlagen verwendetes dreistufiges Getriebe handeln. Die Erfindung ist ebenso in getriebelosen Windkraftanlagen einsetzbar.
Die Hauptwelle 1 ist kraftschlüssig mit dem Rotor 20, beispielsweise einem Drehflügelrotor, verbunden. Die Generatorwelle 3 kann über eine Kupplung 30 mit einem Generator 40 verbunden sein. Die Hauptwelle 1 , das Getriebe 2, die Generatorwelle 3 und der Generator 40 sind mit entsprechenden Mitteln abgestützt, in einem Gehäuse 50 ("Gondel") eingeschlossen und auf einem Turm 60 angebracht. An dem Rotor 20 sind zwei teilweise dargestellte Rotorblätter 21 angebracht. Üblicherweise in Windenergieanlagen verwendete Rotoren 20 weisen beispielsweise drei Rotorblätter 21 auf.
Die Rotorblätter 21 des Rotors 20 weisen Beschleunigungssensoren 71 auf, die beispielsweise in einem Abstand von einem Drittel ihrer Länge zu einer Rotornabe bzw. -achse 25 angeordnet sind. Die Beschleunigungssensoren 71 sind als Teil eines Auswertesystems 70 mit Leitungen 72 (auch z.B. Funkverbindungen) mit einer Auswerteeinrichtung 73 verbunden, die Signale der Beschleunigungssensoren 71 auswertet und hierzu über eine nicht dargestellte Recheneinheit verfügen kann. Es versteht sich, dass das Auswertungssystem 70 typischerweise in dem Gehäuse 50 angeordnet ist. In Figur 2 sind Spektren, wie sie durch eine Auswertung von Beschleunigungssensorsignalen von Beschleunigungssensoren, beispielsweise der Beschleunigungssensoren 71 der Figur 1 , erhalten werden können, dargestellt. Die entsprechenden Beschleunigungssignale wurden zeitlich erfasst und, beispielsweise durch Fouriertransformation, in ein Frequenz- spektrum umgesetzt. Die Frequenzspektren sind in einer Frequenz in Hz auf der x-Achse und einer Amplitude auf den linken (A) und den rechten (B) y-Achsen angegeben. Die Frequenzspektren der Figur 2 wurden bei einer Rotordrehzahl einer Windenergieanlage von 0,18 Hz aufgenommen. In der betreffenden Windenergieanlage wurde ein Hauptgetriebe 2 getauscht. Mit A (Amplitude auf der linken y-Achse aufgetragen) ist ein Spektrum bezeichnet, das vor dem Tausch des Hauptgetriebes 2, also vor einer entsprechenden Reparatur, aufgenommen wurde. Spektrum B (Amplitude auf der rechten y-Achse aufgetragen) entspricht einem Zustand nach einer Reparatur. Das Hauptgetriebe erwies sich in vorliegendem Fall als teilweise de- fekt. Im Spektrum A ist, im Gegensatz zu Spektrum B, das dem reparierten Zustand entspricht, deutlich eine Grundfrequenz bei 31 ,3 Hz und eine zweite Oberfrequenz bei 94 Hz sowie, weniger stark ausgeprägt, eine erste, dritte und vierte Oberfrequenz erkennbar. Wie ersichtlich, kann aufgrund des Vorliegens der deutlich ausgeprägten erläuterten Frequenzen im Spektrum A darauf geschlossen werden, dass ein entsprechender Schaden in einem An- triebsstrang vorliegt.
In Figur 2 sind, analog zu Figur 1 , ein entsprechende Frequenzspektren vor und nach einer Reparatur dargestellt und ebenfalls mit 20 bezeichnet. Auch hier ist das Spektrum vor der Reparatur mit A und nach der Reparatur mit B bezeichnet. Die Spektren wurden bei einer Rotordrehzahl von 0,238 Hz aufgenommen. Vor der Reparatur liegt die Grundfrequenz bei 42,1 Hz und die zweite Oberfrequenz bei 126,3 Hz. Diese Frequenzen sind stark angeregt. Die erste und dritte Oberfrequenz einer Außenringüberrollfrequenz sind ebenfalls sichtbar, jedoch weniger stark angeregt. Ein entsprechendes verwendetes generatorseitiges Lager der langsam drehenden Getriebewelle weist in der entsprechenden Windenergieanlage bei einer Rotordrehzahl von 0,1779 Hz (Figur 2) eine Überrollfrequenz für Schäden am Außenring von 31 ,4 Hz auf. Bei einer Drehfrequenz von 0,238 Hz (Figur 3) beträgt die Außenringüberrollfrequenz 42,1 Hz. Diese ist aufgrund der dargestellten Frequenzauswertung deutlich erkennbar. Intakte Wälzlager erzeugen im Betrieb keine Stoßimpulse und sind daher im Spektrum nicht sichtbar. Die Detektion der Schadensüberrollfrequenzen weist im erläuterten Spektrum deutlich auf einen Schaden an dem entsprechenden Maschinenelement hin. Diese Schadensfrequenzen wurden bei unterschiedlichen Drehzahlen - wie aus Figuren 2 und 3 ersichtlich - bei unterschiedlichen Frequenzwerten nachgewiesen, wodurch eine Überlagerung mit Strukturfrequenzen ausgeschlossen ist. Strukturfrequenzen, wie beispielsweise Eigenschwingungen der Rotorblätter, ändern sich nicht wesentlich bei Drehzahländerung.
Aus der Wälzlagergeometrie lassen sich kinematische Frequenzen ableiten, die zur Be- Stimmung der Art von Schädigungen an Wälzlagern verwendbar sind. Aus dem Teilkreisdurchmesser, dem Wälzkörperdurchmesser, dem Betriebsdruckwinkel, der Drehfrequenz und der Anzahl der Wälzkörper lassen sich z.B. die Käfigrotationsfrequenz bei feststehendem Außenring, die Käfigrotationsfrequenz bei feststehendem Innenring, die Überrollfrequenz einer Unregelmäßigkeit auf dem Außenring, die Überrollfrequenz einer Unregelmä- ßigkeit auf dem Innenring, die Wälzkörperrotationsfrequenz und/oder die Überrollfrequenz einer Wälzkörperunregelmäßigkeit auf beiden Wälzbahnen berechnen. Ein Schlupf des Wälzkörpersatzes, der - abhängig von Bauform und Einsatz des Lagers sowie Belastungsverhältnissen - beträchtliche Werte annehmen kann, führt zur Abweichung zwischen aus der Kinematik bestimmbarer und tatsächlicher gemessener Frequenz, was durch Festlegung einer Toleranzgrenze kompensiert werden kann.
In den Figuren 2 und 3 ist eine Auswertung auf Grundlage der Frequenz dargestellt. Während eines Messzyklus von z.B. 80 Sekunden tritt bei drehzahlveränderlichen Windenergieanlagen eine Varianz in der Drehzahl auf, die zu einer Verbreiterung entsprechender Fre- quenzpeaks führt. Daher wird vorgeschlagen, eine entsprechende Analyse auf Grundlage der Ordnung durchzuführen und die gemessene Frequenz durch die jeweils vorliegende Drehzahl zu teilen. Hierzu ist eine Kenntnis der Drehzahl zu jedem Zeitpunkt der Messung erforderlich, wozu eine hoch auflösende Drehzahlmessung herangezogen werden kann. Es konnte festgestellt werden, dass hierzu eine Messung mit einem Impuls pro Umdrehung an der schnellen Welle des Generators ausreicht.
Figur 4 zeigt ein Signal eines Nabensensors in Axialrichtung einer Welle gemäß dem Stand der Technik. Wie ersichtlich, wird in keiner der durch das Getriebe angeregten Frequenzen ein Peak detektiert. Damit kann weder die Zahneingriffsfrequenz noch eine Schadfrequenz des defekten Wälzlagers im Stand der Technik nachgewiesen werden. Die Erfindung ermöglicht hingegen eine sichere und zuverlässige Messung eines derartigen Schadens.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Überwachung eines Zustande eines Antriebsstrangs (10), insbesondere einer Windenergieanlage (100), der wenigstens eine mechanisch mit einem rotierenden Element (20) des Antriebsstrangs (10) verbundene Komponente (21) aufweist, auf der in einem Abstand zu einer Rotationsachse (25) des Antriebsstrangs (10) wenigstens ein Beschleunigungssensor (71) angeordnet ist, der in dem Abstand um die Rotationsachse (25) des Antriebsstrangs (10) umläuft, wobei ein Signal des wenigstens einen Beschleunigungssensors (71) der wenigstens einen Komponente (21) bei wenigstens einer Drehzahl des ro- tierenden Elements (20) zeitlich erfasst und auf Störfrequenzen hin untersucht wird, die Schäden in dem Antriebsstrang (10) entsprechen.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , bei dem der Abstand wenigstens 1 , 2, 4, 6, 8 oder 10 Meter und/oder höchstens 10, 20, 30, 40, 50 oder 100 Meter beträgt.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, bei dem das Signal des wenigstens einen Beschleunigungssensors (71) auf Störfrequenzen hin untersucht wird, die sich mit einer sich ändernden Drehzahl des rotierenden Elements (20) in ihrem Frequenzwert verändern.
4. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem das zeitlich erfasste Signal des wenigstens einen Beschleunigungssensors (71) mit einem Referenzsignal verglichen wird, das einem Zustand entspricht, bei dem keine Schäden in dem Antriebsstrang (10) vorliegen.
5. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem das zeitlich erfasste Signal des wenigstens einen Beschleunigungssensors (71) in ein Frequenzspektrum umgesetzt wird, und bei dem Merkmale in dem Frequenzspektrum ausgewertet werden.
6. Verfahren nach Anspruch 5, bei dem das Frequenzspektrum auf Grundlage wenigs- tens einer Drehzahl des rotierenden Elements (20) in ein Ordnungsspektrum umgesetzt wird.
7. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem das zeitlich erfasste Signal zumindest auf Grund- und/oder Oberfrequenzen als Störfrequenzen hin untersucht wird, die Schäden in dem Antriebsstrang (10) der Windenergieanlage (100) entsprechen.
8. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem das zeitlich erfasste Signal auf Störfrequenzen hin untersucht wird, die zumindest Zahnradschäden, Planeten- radschäden und/oder Lagerschäden entsprechen.
9. Verfahren nach Anspruch 8, bei dem das zeitlich erfasste Signal auf Wälzlagerfre- quenzen, insbesondere auf die Käfigrotationsfrequenz bei feststehendem Außenring, die
Käfigrotationsfrequenz bei feststehendem Innenring, die Überrollfrequenz einer Unregelmäßigkeit auf dem Außenring, die Überrollfrequenz einer Unregelmäßigkeit auf dem Innenring, die Wälzkörperrotationsfrequenz und/oder die Überrollfrequenz einer Wälzkörperunregelmäßigkeit auf beiden Wälzbahnen untersucht wird.
10. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem zumindest ein Drehzahlsignal eines Drehzahlgebers des rotierenden Elements (20) ausgewertet wird.
11. Recheneinheit, die zur Durchführung eines Verfahrens nach einem der vorstehenden Ansprüche eingerichtet ist.
12. Überwachungseinrichtung (73) zur Überwachung eines Zustands eines Antriebsstrangs (10), insbesondere einer Windenergieanlage (100), die einen Beschleunigungssensor (71) und eine Recheneinheit nach Anspruch 11 aufweist, wobei der Beschleunigungs- sensor (71) zur Anordnung in einem Abstand um die Rotationsachse (25) des Antriebsstrangs (10) auf einer mit einem rotierenden Element (20) eines Antriebsstrangs (10) mechanisch verbundenen Komponente (21) vorgesehen ist.
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